Нефтедобывающего оборудования

Высокая коррозионная стойкость алюминия и его сплавов в условиях агрессивных сред, характерных для нефтедобывающей промышленности, делает перспективным их использование в качестве конструкционного материала для изготовления буровых, насосно-компрессорных труб и деталей газопромыслового оборудования. Известно, что алюминий и его сплавы подвергаются коррозионному разрушению в результате общего растворения, питтинга, межкристаллит-ной коррозии, коррозии под напряжением, расслаивающейся коррозии. Вид коррозионного разрушения определяется составом алюминиевого сплава, зависит от состава коррозионной среды и условий эксплуатации. Так, при использовании бурильных труб из алюминиевых сплавов возможно развитие контактной коррозии за счет соединения их с остальными замками. В зазорах резьбовых соединений происходят процессы щелевой коррозии, а при нагружении таких соединений переменными нагрузками возникают процессы фреттинг-коррозии. Значительное влияние на характер коррозионного разрушения оказывает рН коррозионно-активной среды. Практика эксплуатации алюминиевых труб показывает, что с увеличением рН от 1 до 13 меняется характер коррозионного поражения: равномерная коррозия — в сильнощелочной, щелевая — в сильно кислой областях, питтинговая — при рН = 3—11.

Снижение количества растворенного кислорода в воде может быть достигнуто удалением его деаэрацией. В нефтедобывающей промышленности при больших расходах деаэрируемой воды наиболее предпочтительна деаэрация воды без нагрева только вакуумированием, которое обеспечивает конечную концентрацию растворенного кислорода в воде 0,05 г/м3. Эта величина деаэрации воды вполне достаточна, поскольку после смешения ее с основной массой подготавливаемых по закрытой системе сточных вод суммарное содержание в них кислорода не превысит 0,5 г/м3. Для снижения содержания кислорода в нефтепромысловых водах до 0,05 г/м3 при плотности орошения 0,014 м3/м2 составлен

Рост стоимости и капиталоемкости производства энергии. С середины 70-х гг. в сфере производства энергетических ресурсов наряду с положительными явлениями стали проявляться долгосрочные негативные тенденции. Быстрое наращивание добычи нефти и газа при сравнительно низких затратах было обусловлено в значительной мере концентрацией сил на разработке наиболее эффективных месторождений в уникально крупных нефтегазоносных провинциях. Такая политика была, безусловно, правильна на начальных этапах создания газовой промышленности и вполне оправдана для становления крупномасштабной нефтедобывающей промышленности. Но ошибочно было бы рассчитывать на сохранение столь же благоприятных условий и в длительной перспективе. Понятно, что после освоения крупнейших и наиболее благоприятно расположенных месторождений необходимо будет компенсировать истощение их запасов и удовлетворять новые потребности за счет более мелких, малодебетных и менее благоприятно расположенных месторождений.

В то же время начало семидесятых годов характеризовалось рядом новых политических моментов: 1) произошло усиление позиций стран — членов ОПЕК, выступивших в этот период единым фронтом и сумевших успешной политикой национализации нефтедобывающей промышленности [2] ослабить позиции МёЖ;-дународного нефтяного картеля; 2) обострение политической

1) ростом уровня национализации нефтедобывающей промышленности в странах — членах ОПЕК, сохранением за этими странами роли основных поставщиков нефти на капиталистический рынок;

В то же время в США сильно развито государственное регулирование в нефтедобывающей промышленности, в том числе и в области цен на нефть. В послевоенный период государственная политика была направлена на сохранение национальных ресурсов нефти и поддержку интересов не только крупных монополий, но и множества мелких национальных американских компаний, занятых в сфере добычи нефти. Вплоть до начала 70-х гг. федеральное правительство использовало методы косвенного регулирования цен на нефть через налоговую политику, а также такие методы воздействия на конъюнктуру рынка, как консервация нефтеносных земель, принадлежащих государству, ограничение объемов добычи нефти и бурения новых скважин. Эти меры обеспечивали поддержание низкой загрузки производст-

венных мощностей в нефтедобывающей промышленности, что способствовало стабилизации цен на нефть, поскольку позволяло оперативно реагировать на изменения спроса и предложения. Стабильность внутренних цен на нефть обеспечивалась государством также путем регулирования ее импорта в страну.

2. Единая нефтеснабжающая система развитых капиталистических стран распадается на отдельные региональные системы. Это произойдет в том случае, если США будут проводить политику постепенного перехода к практическому самообеспечению жидким топливом путем использования национальных ресурсов. Частичный импорт нефти в США может сохраниться преимущественно из Венесуэлы и, возможно, Мексики. Способствовать реализации такого варианта может отмена в 1981 г. правительственного контроля над ценами на нефть, что, очевидно, повысит заинтересованность нефтяных монополий во вложении капиталов в развитие американской нефтедобывающей промышленности и производство искусственного жидкого топлива.

Современное состояние и перспективы производства и потребле-» ния ингибиторов коррозии металлов в нефтегазовой и нефтедобывающей промышленности в СССР и за рубежом/'Долинкин В. Н., Коно-шина И. Д., Коленкова А. Н.-я др. М., ЦНИИТЭнефтехим, 1979, 81 с.

Указанная модельная среда была выбрана как наиболее агрессивная из рабочих сред в нефтеперерабатывающей промышленности и сред, встречающихся в нефтедобывающей промышленности (в частности, при кислотной обработке скважин).

Указанная модельная среда была выбрана как наиболее агрессивная из рабочих сред в нефтеперерабатывающей промышленности и сред, встречающихся в нефтедобывающей промышленности (в частности, при кислотной обработке скважин).

Ингибитор "Тайга-1" относится к малотоксичным продуктам и может применяться для защиты нефтедобывающего оборудования от коррозии, вызываемой сильно обводненной нефтью, хлорсодержащими пластовыми и сточными водами в присутствии сероводорода, углекислого газа и кислорода. Защитное действие ингибитора при содержании 300 мг/л для углеродистой стали в средах, содержащих сероводород, составляет 97 %. При защите подземного оборудования скважин в средах, содержащих сероводород, преимущественно используют единовременную закачку ингибитора в пласт с периодичностью 3 — 6 мес. Примерное содержание ингибитора для защиты подземного оборудования составляет 0,015 % к дебиту скважины.

Для защиты от коррозии нефтедобывающего оборудования в средах, содержащих кислород, сероводород

КОНСТРУКЦИОННЫЕ МАТЕРИАЛЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ

Ингибиторы коррозии — наиболее технологичный и эффективный способ борьбы с коррозией нефтедобывающего оборудования.

Ингибиторы И-1-В и И-2-В. И-1-В хорошо растворим в воде, спирте, соляной, серной и других сильных кислотах, его рекомендуется применять для защиты черных и цветных металлов от кислотной коррозии [4], в том числе: для защиты углеродистых сталей при сернокислотном и солянокислом травлении; для защиты коррозии нефтедобывающего оборудования при солянокислой обработке скважин; теплосилового оборудования при кислотной промывке.

Коррозионное растрескивание наносит огромный экономический ущерб народному хозяйству, вызывая повреждения деталей транспортных средств (морские суда, самолеты, железнодорожный и автомобильный транспорт), газо- и нефтедобывающего оборудования, подземных трубопроводов, теплоэнергетического оборудования, турбин, насосов и др. Растрескиванию преимущественно подвержены высокопрочные стали, аустенитные нержавеющие стали, а также титановые, алюминиевые и магниевые сплавы. По данным американской ,Дю пант компаии"

Причины для США и ФРГ различны, но весьма характерны с точки зрения оценки позиций развития отрасли в капиталистических странах. Специалистами США эта тенденция объясняется внедрением новой технологии, ростом глубины скважин (в 1966 г. были пробурены 37 скважин глубиной 6000 м и более), в связи с чем увеличилась средняя стоимость бурения 1 м и одной скважины (например, в 1963 г. — 42,3 долл\м, в 1965 г. — 44,8 долл/м). В ФРГ сокращение общего объема буровых операций, особенно на нефтяных месторождениях, вызвано мнением об ограниченности в стране крупных месторождений нефти и газа, коммерческими особенностями в период развития международной торговли нефтью и газом, а также значительным сокращением государственных субсидий нефте- и газодобывающим компаниям (в конце 1968 г. ожидалось их прекращение). Весьма характерно, что США и ФРГ, как и ряд других индустриальных стран, стремятся к дальнейшему расширению экспорта своего нефтедобывающего оборудования. В связи с этим следует отметить, что в США в последнее время запатентованы новые типы буровых установок, в частности: передвижная виброустановка фирмы ХУезНп^гюизе ег Вгаке апд Зошко, обладающая рядом преимуществ перед обычными способами бурения; установка фирмы Рап — Атепсап Ре1-го!еит, сочетающая вращательное движение с ударным усилием (предполагается, что эта установка в твердых породах позволит примерно в 5 раз увеличить скорость бурения и удлинить сроки эксплуатации буровых коронок). В связи с тем, что в настоящее время в морских месторождениях в капиталистических странах добывается около 17% получаемой нефти и в перспективе предполагается увеличение этой составляющей, весьма многообещающим считается рынок установок для морского бурения. Эти установки в настоящее время весьма дороги — примерная их стоимость по американским данным следующая (базисные цены 1970 г): на судах — около 9 млн. долл.; подвижные самоходные и несамоходные установки (как на плаву, так и с выдвижными свайными опорами)—6—8 млн. долл; полупогружные буровые установки — до 12 млн. долл. В материалах VII сессии МИРЭК {Л. 92] имеется утверждение о том, что при современном уровне техники разведка и добыча нефти и газа с глубин до 100 м является практически решенным вопросом. По американским оценкам, подчеркивающим обычно резко возрастающую стоимость оборудования и буровых работ с увеличением глубины моря, в настоящее время экономически оправданные глубины не превышают, как правило, 200 м (расчетные возможности современных буровых установок — порядка 460 м).

Предназначен для защиты нефтедобывающего оборудования при соляно кислотных обработках скважин, для защиты стальных емкостей при перевозка, абгазной соляной кислоты, для защиты теплоэнергетического оборудования пр! солянокислотных промывках от отложений.

Ингибитор *Север-1г относится к умеренно-опасным продуктам и предназначен для зашиты нефтеперерабатывающего и нефтедобывающего оборудования от кислотной коррозии. Применение его в нефтяных скважинах обеспечивает длительную работу нефтедобывающего оборудования, практически исключая выход его из строя из-за коррозии. Ингибитор *Се-вер-1" применяют для зашиты нефтедобывающего оборудования при солянокислотной обработке скважин с целью увеличения добычи нефти, перевозках абгазной соляной кислоты в стальных цистернах, промывке теплосилового оборудования, соляно- и сернокислотном травлении металлов. Он защищает от коррозии углеродистые и нержавеющие стали и цветные металлы в растворах, содержащих соляную, бромистое одород-ную, серную и сероводородную кислоты, хлористый алюминий, хлористый кальций и другие агрессивные вещества.

Ингибитор Тайга-!* (ТУ 38 40347-73) представляет собой темно-коричневую легкоподвижную жидкость с характерным запахом; растворим в спирте, ацетоне, бензоле, керосине и других растворителях, в воде образует эмульсию. Плотность при 20°С - 0,92-0,96 г/см3; вязкость при 50°С - 4-10 сСт; температура застывания - минус 58-59 С; температура вспышки — 20°С. Ингибитор *Тайга-1г относится к малотоксичным продуктам, защищает черные металлы в слабокислых и нейтральных средах, содержащих сероводород, кислород, углекислый газ, ионы хлора. Ингибитор может применяться для защиты нефтедобывающего оборудования от коррозии, вызываемой сильно обводненной нефтью, пластовыми и сточными водами, содержащими сероводород и кислород. Защитное действие для углеродистой стали в средах, содержащих сероводород при концентрации 300 мг/л - 97%.

При защите нефтедобывающего оборудования от кислотной, и, в частности от сероводородной коррозии,применяется единовременная закачка ингибитора в пласт. Закаченный в пласт ингибитор адсорбируется на поверхности зерен породы и при последующей эксплуатации поступает в скважину вместе с жидкостью, обеспечивая защиту скважины в течение 3-6 мес. Примерная концентрация ингибитора для защиты подземного оборудования 0,015% мае. к дебиту скважины.

Ингибиторы тира ИК. Ингибитор ИК-45 предназначен для защиты от коррозии углеродистых и легированных сталей в растворах кислот, для защиты теплосилового оборудования при кислотных промывках, для защиты нефтедобывающего оборудования от сероводородной и кислотной коррозии со стороны пластовых вод. Внешний вид - жидкость темно—коричневого цвета, почти без запаха, хорошо растворимая в спирте, ацетоне, минеральных кислотах. Плотность при температуре 20°С-1,0-1,2 г/смЗ; вязкость при температуре 50 С - 70-80 сСт; температура застывания - минус 30°С.